Скачать

Органическое топливо

1. Обзор информационных источников и обоснование актуальности темы

2. Анализ физических основ процесса

3. Технические предложения по реконструкции системы теплоснабжения музея-заповедника "Витославицы"

4. Экономическая часть

5. Экология

6. Безопасность жизнедеятельности

7. Санитарно-гигиенические факторы условий труда

8. Характеристика помещений, зон

9. Разновидности опасных и вредных факторов

10. Возникновение пожара и взрыва

Заключение

Список литературы

Введение

В настоящий момент в мире очень остро стоит проблема нехватки органического топлива и различные мнения на эту тему можно сейчас встретить не только в специализированных изданиях. Вот, например, одно из них.

Из статьи "Термоядерный подарок Путину" (10):

"В 1968 году группа ученых под руководством итальянца Аурелио Печчеи собралась в старейшей из мировых академий - римской Academia dei Lincei. Они заявили о создании организации, получившей название Римского клуба. Цель клуба - изучение причин и поиск решения проблем планетарного масштаба. Клуб действует до сих пор. В его состав входят помимо ученых богатейшие люди планеты, а также представители ведущих держав мира. Естественно, с самого начала от СССР в этот клуб входили товарищи из ЦК КПСС, а ныне - господа от властных структур России. На одном из заседаний Римского клуба в 70-х годах прозвучал доклад, подготовленный учеными Э. фон Вайнцзеккером, А. и Х. Ловинс и названный весьма замысловато: "Фактор 4: в два раза больше богатства из половины ресурсов". Впервые открыто опубликованный в Германии лишь в сентябре 1995 года, впоследствии переведенный на десять языков (русского в этом списке нет), он произвел эффект разорвавшейся бомбы. Суть его сводится к констатации грустного факта: находящихся на планете источников энергии - угля, газа, нефти и урана - хватит до 2030 года.

Вы спросите как так, ведь запасов угля на Земле на сотни лет?! Так ведь добывают в первую очередь те его пласты, которые залегают неглубоко. И с каждым годом шахты становятся всё глубже, а расходы на добычу - всё выше. Когда расходы уравниваются со стоимостью электроэнергии, получаемой на электростанциях при сжигании угля, шахты становятся нерентабельными и их закрывают. Глупо вкладывать в дело доллар, чтобы на выходе иметь 99 центов...

Атомная энергетика не оправдала надежд. Как выяснилось, урана-235, служащего топливом для атомных электростанций, в природе не так уж и много: всего в мире 5% от общего количества химического топлива.2% из них приходится на Россию. Поэтому АЭС могут использоваться только во вспомогательных целях.

Надеяться остается только на нефть и газ. Доклад сей впервые увидел свет в 1972 г. Ведущие экспортеры нефти (включая СССР) решили ограничить добычу черного золота, чтобы планета могла протянуть подольше. Цены на нефть, естественно, взлетели. И это явилось источником нынешнего благосостояния арабских стран и экономической подпоркой брежневской эпохи застоя. Застой и последовавшая за ним перестройка кончились тогда, когда СССР (а потом и Россия) потерял контроль за добычей и распределением арабской нефти. Достаточно вспомнить натовскую "Бурю в пустыне", что отрезала мир от иракской нефти и распростерла американский военный "зонтик" над другими странами Персидского залива. России тогда оставалось продавать свои запасы топливного сырья, в то время как США уже давно законсервировали нефтяные скважины на своей территории. Мир развивался (и развивается по сей день) в полном соответствии с расчетами Римского клуба, где говорится о наступлении эпохи "энергетических войн". Чтобы выжить, цивилизации придется пойти на "сокращение биоты" - всего живого, включающего в себя и человечество. Оставшиеся составят 10% населения и смогут поддерживать высокий уровень жизни за счет возобновляемых источников энергии и совершенствования высоких технологий. Остальные - просто балласт. Бред высоколобых? Но почему все это уже происходит в наиболее населенных странах, наиболее обедневших и потенциально богатых энергоресурсами - России в том числе? Несмотря на то, что 40% мировых запасов угля находится в нашей стране... Сейчас часть перспективных месторождений сознательно консервируется. Надо экономить энергоресурсы для будущего. Как пример - консервация воркутинского месторождения. Его залили водой, чтобы не тратиться на постоянную замену крепежа, - воду же можно откачать с использованием технологий, которые возникнут в будущем. Сам высококачественный уголь будет предназначаться для "лучших людей", что придут на смену вымершим аборигенам.

О "конце света" до 2030 года через отечественную прессу предупреждал в 1996-м министр экологии России Данилов-Данильян. Видимо, министр ознакомился с грустными перспективами для России в юбилейной книге Римского клуба, вышедшей к 20-летию его основания и переведенной на русский язык. Но его "Не могу молчать!" осталось гласом вопиющего в пустыне.

А на данный момент потребление энергоносителей в развитых странах все больше и больше возрастает. На первом месте здесь стоят США. Россия, хотя и претерпевает промышленный кризис, снизивший затраты энергии, тем не менее теряет свои энергоносители с бешеным ускорением, и прежде всего за счет экспорта…"

Вот так. Может быть, авторы статьи слишком преувеличили масштабы данной проблемы, но доля правды во всем этом несомненно есть. С каждым годом запасы органического топлива на земле становятся все меньше, а потребность в электроэнергии и тепле неуклонно возрастает. Большинство развитых стран, чье энергопотребление достаточно высоко, стремится к вводу энергосберегающих технологий, но это сможет только отсрочить кризис на небольшое время. А электроэнергия и тепло в своем большинстве так и продолжает вырабатываться с помощью старых, неэкономичных, экологически небезопасных, но испытанных методов.

1. Обзор информационных источников и обоснование актуальности темы

Большинство зданий промышленного и коммунального назначения являются потребителями энергии в виде тепла. В масштабе РФ в настоящее время из всего объема вырабатываемой энергии 70 - 80% составляет тепловая. В перспективе ситуация вряд ли будет меняться, так как большая часть территории нашей страны лежит в умеренных и холодных широтах.

Основным способом получения тепла является сжигание топлива с топках печей и котлов. Другие способы - превращение электроэнергии в тепло, использование солнечной энергии, тепла геотермальных источников, а также атомной энергии - пока играют незначительную роль в энергетическом балансе страны. Кроме того, не менее 80% всей электроэнергии в этом балансе вырабатывается на тепловых электрических станциях также за счет сжигания топлива и частичного превращения получаемого при этом тепла в механическую, а затем в электрическую энергию. При этом в электроэнергию переходит в лучшем случае 35 - 40% от всего тепла, выделившегося при сжигании топлива.

При сжигании топлива теплоноситель получается в виде газов высоких температур - порядка 1000 - 1700° С. Транспорт газов таких температур на сколько-нибудь значительные расстояния, порядка десятков метров, сопряжен с большими потерями тепла, а также с рядом технических затруднений. Поэтому в тех случаях, когда требуется высокопотенциальное тепло, оно получается, как правило, за счет сжигания топлива в том же устройстве, в котором это тепло расходуется. Такими устройствами являются разнообразные по конструкции и назначению промышленные печи. Помимо сжигания топлива, в печах тепло иногда вырабатывается за счет прямого превращения в него электроэнергии.

Источниками тепла для коммунального сектора, особенно в небольших городах, являются котельные с паровыми, или с водогрейными котлами, либо с теми и другими вместе. Более просты по схеме работы водогрейные котлы, в которых осуществляется только подогрев воды до заданной температуры. Более сложны, но и более универсальны паровые котлы, в которых осуществляется не только подогрев воды, но и процесс парообразования, а во многих случаях и перегрев получаемого насыщенного пара. Универсальность применения паровых котлов связана с тем, что вырабатываемый ими пар может быть использован для выработки электроэнергии в паровых турбинах, для подогрева воды, подаваемой в водяные тепловые сети или непосредственно для подачи в паровые сети.

Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной: 1 - сетевые насосы; 2 - водогрейные котлы; 3 - рециркуляционные насосы; 4 - подогреватель химочищенной воды; 5 - подогреватель сырой воды; 6 - вакуумный деаэратор; 7 - подпиточные насосы; 8 - баки-аккумуляторы подпиточной воды; 9 - насос сырой воды; 10 - фильтры химводоочистки; 11 - охладитель выпара; 12 - водоструйный эжектор; 13 - расходный бак эжекторной установки; 14 - насос подачи воды к эжектору; 15 - нагревательные приборы собственных нужд котельной.

Большую часть тепловых нагрузок покрывают тепловые электростанции, на которых вырабатывается и основная доля электроэнергии.

Тепловые станции используют энергию, получаемую при сжигании органического топлива: угля, остатков нефтепереработки, естественного газа, торфа, горючих сланцев. Крупные тепловые электростанции являются паротурбинными установками, основными агрегатами которых являются парогенератор и паровая турбина с электрогенератором.

Паротурбинные установки большой мощности требуют умеренных начальных капиталовложений, небольшое количество обслуживающего персонала (1 чел. на 2 - 5 МВт) и могут использовать, если это выгодно, низкокачественное топливо с высокой влажностью и зольностью.

Рисунок 2 - Принципиальная схема конденсационной электростанции (КЭС).: 1 - котлоагрегат; 2 - паропровод; 3 - паровая турбина; 4 - промежуточный пароперегреватель; 5 - турбоэлектрогенератор; 6 - конденсатор; 7 - насосы; 8 - регенеративные подогреватели; 9 - деаэратор; 10 - водоподготовительная установка.

Все это обеспечивает паротурбинным установкам преобладающую роль в мощной стационарной энергетике.

Паротурбинные электростанции разделяются на два основных класса: конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ).

Принципиальная схема конденсационной и электрической станции (КЭС) - установки, вырабатывающей только электроэнергию, показана на рисунке 2.

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) вырабатывает не только электроэнергию, но и низкопотенциальное тепло в виде пара низкого давления или горячей воды. Пар обычно используется для заводских технологических целей, а горячая вода - для отопления и бытовых потребностей. Принципиальная схема ТЭЦ приведена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Принципиальная схема теплоэлектроцентрали (ТЭЦ): 1 - котлоагрегат; 2 - паропровод; 3 - паровая турбина; 4 - турбоэлектрогенератор; 5 - конденсатор; 6 - насосы; 7 - регенеративные подогреватели; 8 - деаэратор; 9 - водоподготовительная установка; 10 - отбор пара на производство; 11 - сетевая вода; 12 - подогреватель сетевой воды.

Схема ТЭЦ отличается от схемы КЭС наличием отборов пара из турбины не только для подогрева питательной воды, но и для отпуска пара потребителю и для подогрева циркулирующей по отопительным (теплофикационным) сетям города воды (так называемой сетевой воды). Конденсат подогревателей сетевой воды возвращается в котлоагрегат, но конденсат пара, отданного на производство, частично не возвращается. Поэтому на ТЭЦ водоподготовительная установка должна иметь производительность, достаточную для покрытия всех потерь конденсата (до 30 - 50% и более от расхода пара).

При отпуске тепла от электростанций с газовыми турбинами (рис.4) требуются газоводяные подогреватели, а при отпуске его от электростанций с двигателями внутреннего сгорания - котлы-утилизаторы, использующие тепло охлаждающей воды рубашек и выхлопных газов от двигателей. Аналогичные котлы-утилизаторы иногда обогреваются отходящими газами печей при их достаточно высокой температуре. Такое использование теплоносителя, обычно газов, уже полезно отдавших часть своего тепла в зоне высоких или средних температур, для последующего получения теплоносителя низких температур может дать существенную экономию топлива, а потому оно нередко применяется в тепловом хозяйстве промышленных предприятий.

Рисунок 4 - Схема газотурбинной установки: 1 - насос; 2 - компрессор; 3 - камера сгорания; 4 - турбина; 5 - электрогенератор.

Однако использование этих, как их называют - вторичных тепловых ресурсов играет подсобную роль, обеспечивая экономию топлива при их использовании совместно с основными источниками теплоснабжения - котельными или ТЭЦ. Аналогично этому сравнительно небольшая электрическая мощность электростанций с газовыми турбинами или двигателями внутреннего сгорания ограничивает возможности их использования в качестве основных источников теплоснабжения для крупных систем. Более перспективны так называемые парогазовые ТЭЦ, на которых установлены газовые и паровые турбины, работающие в общем цикле (рис.5).

Рисунок 5 - Принципиальная схема парогазовой установки ПГУ-200-130: 1 - компрессор; 2 - газовая турбина; 3, 15 - электрогенераторы; 4 - экономайзер первой ступени; 5 - экономайзер второй ступени; 6 - экономайзер третьей ступени; 7, 12 - подогреватели низкого давления; 8 - питательный насос; 9 - подогреватель высокого давления; 10 - парогенератор; 11 - деаэратор; 13 - насос; 14 - конденсатор; 16 - паровая турбина.

По прогнозу, опубликованному World Coal Institute, при сегодняшних темпах добычи ископаемого топлива доказанных мировых запасов нефти хватит всего на 45 лет, природного газа - на 65 лет, угля - более чем на 200 лет. Для России характерно примерно такое же соотношение. Поэтому основную долю в структуре энергетических мощностей России на ближайшую перспективу будут составлять угольные тепловые электрические станции (ТЭС), дающие наибольшее количество вредных выбросов.

Известно, что на каждую 1000 МВт • ч произведенной электрической энергии на традиционных ТЭС вредные выбросы составляют: SO₂ - 31,8 т; NO_X - 3,0 т; СО₂ - 870 т. При этом в отвал идет 73 т золы и шлака, сбрасывается (6 - 8) • 10⁶ МДж теплоты и потребляется 633 т атмосферного кислорода.

Проектируемые в последние годы в России ТЭС с серо - и азотоочисткой позволят снизить выбросы оксидов серы на 95%, оксидов азота - на 80%. Однако, использование дополнительного газоочистного оборудования увеличивает на 30 - 50% капитальные вложения на сооружение ТЭС, а затраты энергии на собственные нужды - с 5 - 7 до 12 - 15%. К тому же резко возрастают расходы воды, площади земель, отчуждаемых под ТЭС, дополнительные эксплуатационные затраты на дорогостоящие реагенты, катализаторы и пр. Все это вместе приводит к существенному увеличению сроков окупаемости капитальных вложений на сооружение новых ТЭС. К тому же используемые методы очистки не исключают полностью вредных выбросов ТЭС и ведут даже к некоторому увеличению количества сбросного тепла и выбросов СО₂.

Стоимость установленного киловатта на вновь проектируемых пылеугольных ТЭС, с учетом использования природоохранных технологий и ограничения мощности для уменьшения воздействия на окружающую среду, резко возросла. Так, если стоимость установленного киловатта на Березовской ГРЭС-1 мощностью 6400 МВт, проект которой был выполнен в 1989 г., составляла 345 долл. США, то стоимость установленного киловатта на проектируемой в настоящее время новой Ростовской ГРЭС мощностью 1280 МВт с котлами ЦКС превышает 1000 долл. США. Для станций же мощностью 120 МВт на отвальной породе (также с котлами ЦКС) стоимость установленного киловатта в настоящее время достигает 2000 долл. США.

Наиболее крупным, проверенным на практике и имеющим минимальный срок окупаемости является проект установки электрогенерирующих комплексов с противодавленческими турбинами вместо дроссельно-регулирующих устройств. Энергоблоки единичной мощностью от 0,5 до 25 МВт могут устанавливаться на предприятиях РАО "ЕЭС России", в нефтяной и газовой отраслях, металлургии и пищевой промышленности, в жилищно-коммунальном хозяйстве. Производителями энергетического оборудования для этой технологии являются российские конверсионные предприятия: ОАО "Калужский турбинный завод", ОАО "Пролетарский завод", ОАО "Электросила", ОАО "Привод", ОАО "Сафоновский машиностроительный завод", электротехнические и металлургические заводы. Общий потенциал использования подобной технологии, по оценке, составляет 15-17 млн кВт. Стоимость 1 кВт установленной мощности уменьшается с 450 долл. США для энергокомплекса мощностью 0,5 МВт до 250 долл. для энергокомплексов мощностью более 6 МВт. Количество топлива для выработки 1 кВт-ч составляет 140-150 г у. т., срок окупаемости проекта для отдельной установки находится в пределах 1-2 лет. Ежегодный выпуск энергооборудования в России может быть доведен до 400-500 МВт в год.

Аналогичной по экономическим показателям является технология производства электроэнергии с установкой в качестве привода электрогенератора газовой турбины перед имеющимся паровым или водогрейным котлом. В этом случае котлы будут работать с использованием тепла продуктов сгорания, выходящих из газовых турбин. Однако в настоящее время в нашей стране отсутствует серийное производство стационарных высокоэффективных газовых турбин для привода генератора. Несмотря на то что на территории России создаются или уже созданы совместные предприятия с западными фирмами АВВ, "Сименс", "Дженерал электрик", трудно ожидать быстрого развития этого направления в течение ближайших лет, так как для этого потребуются опытно-промышленные испытания этой технологии.

В другом крупном проекте внедрения бестопливных технологий в РАО "Газпром" предусмотрена установка блочных электрогенерирующих комплексов единичной мощностью 6-7 МВт с конденсационными турбинами на газокомпрессорных станциях магистральных трубопроводов. В качестве тепла предлагается использовать энергию отработавших в газовой турбине компрессора продуктов сгорания с температурой более 350 °С. Общий потенциал энергосбережений на компрессорных станциях ориентировочно составляет 4-5 млн кВт. Экономия топлива достигнет 8 млн т у. т. в год. Стоимость 1 кВт установленной мощности - 700 долл. США, срок окупаемости проекта для РАО "Газпром" - 2 года. Для широкого внедрения технологии необходимо завершить изготовление опытного образца и провести испытания на ГКС "Чаплыгин" ГП "Мострансгаз".

Прошли первые опытно-промышленные испытания энергосберегающей технологии производства электроэнергии с использованием в качестве привода электрогенератора двух газорасширительных турбин мощностью по 5 МВт, созданных АО "Криокор" и работающих на перепаде давления природного газа. Общий потенциал перепада давлений, по оценке ЭНИНа, составляет 3000 МВт. В то же время следует заметить, что за последние 5 лет не введено дополнительно ни одного энергоблока такого типа. Ожидать существенного изменения темпа внедрения этой технологии при отсутствии конкретных организационных мероприятий не следует.

Сооружение крупных гидроэлектростанций требует меньших удельных капитальных вложений, но сопряжено с изъятием больших площадей под водохранилища. При этом нарушается экологический баланс в районе их возведения и затрудняется миграция рыбы вдоль русел рек, перегораживаемых плотинами ГЭС. Следует отметить, что в настоящее время в Российской Федерации практически исчерпан гидропотенциал всех больших рек, поэтому в дальнейшем можно рассчитывать, в основном, только на создание мини - и микроГЭС.

Развитие атомной энергетики, доля которой в РФ за последнее пятилетие составила только 12,3% по вырабатываемой энергии, в настоящее время затруднено, поскольку имеются сложности в реализации всех этапов ядерного цикла: от разработки урановых месторождений, обогащения и металлургического передела сырья до ликвидации АЭС, транспортирования и захоронения отходов.

Затраты на ликвидацию блоков АЭС, отработавших свой ресурс, сопоставимы с затратами на их возведение. Одна лишь выгрузка тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ) из ядерного реактора занимает примерно год. Для разборки как самих реакторов, так и вспомогательного облученного оборудования требуется применение специальных дистанционно управляемых механизмов. Поэтому, например, на АЭС "Шенон" во Франции на разборку первого энергоблока было затрачено 6 лет.

После Чернобыльской аварии общественное мнение в России настроено против сооружения новых АЭС, несмотря на большие работы, проводимые по созданию нового поколения ядерных реакторов повышенной безопасности. Не убеждает и идея подземного размещения АЭС, так как детальный анализ показывает, что и подземные АЭС опасны не менее наземных.

АЭС повышенной безопасности за весь свой срок службы едва ли смогут окупить всю сумму затрат на создание нового оборудования, строительство станций, их эксплуатацию, включая приготовление и доставку ядерного топлива, последующую ликвидацию ядерных энергоблоков, транспортирование и захоронение отходов и их гарантированное хранение в течение не менее 24 тыс. лет. Да и ядерного топлива в России осталось не так уж много, поэтому строительство новых АЭС в стране весьма проблематично.

В последние годы значительно возрос интерес к использованию нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ). Это экологически чистые способы получения энергии, не требующие затрат органического топлива, но вместе с тем жесткая территориальная привязка значительно ограничивает масштабы их применения.

Солнечная энергетика. В России сооружение солнечных электрических станций (СЭС) с термодинамическим циклом или с прямым преобразованием солнечной энергии в электрическую возможно на Северном Кавказе (Ставропольский и Краснодарский края. Ростовская область), на Нижнем Поволжье, в прикаспийских районах, в южных районах Сибири, на Дальнем Востоке. Эти области располагаются на широтах от 42 до 50°. Здесь максимальная интенсивность суммарного (прямого и рассеянного) солнечного излучения при ясном небе составляет 950 - 1000 Вт/м². Однако продолжительность солнечного сияния не превышает 2000 - 2300 ч/год, и суммарная солнечная радиация на поверхность земли составляет 1100 - 1300 кВт ч/(м² год), что в 1,5 - 2 раза меньше, чем в Италии, Испании, Японии, южных штатах США.

В связи с этим для создания рентабельных СЭС в России требуется тщательный сравнительный анализ возможных условий и технических решений, используемых при проектировании этих станций. Особенно это относится к модульным термодинамическим СЭС с использованием концентраторов солнечного излучения для обеспечения высоких температур теплоносителя и к башенным СЭС. Как показал опыт создания и эксплуатации башенных СЭС во многих странах, в том числе и в бывшем СССР (Крымская СЭС - 5 МВт), затраты на их сооружение не оправдываются. Солнечные электростанции прямого преобразования с использованием кремниевых фотоэлектрических преобразователей (ФЭП) солнечного излучения в электрическую энергию могут при определенных условиях обеспечить коммерческую эффективность в южных регионах России при сроках возврата инвестируемого капитала до 15 лет. Более эффективно сооружение СЭС в странах Закавказья и среднеазиатского региона.

В соответствии с предварительной оценкой, выполненной генеральными проектировщиками солнечных станций - Узбекским и Ростовским институтами "Теплоэлектропроект", в странах СНГ технически возможно и экономически целесообразно сооружение до 2010 г. около 100 солнечных электростанций общей установленной мощностью до 3000 МВт, в том числе, в России до 18 СЭС суммарной мощностью 550 МВт.

Ветроэнергетика. В России и странах СНГ с середины 80-х годов начали проводиться интенсивные разработки в области создания ветро-электроустановок и ветроэлектростанций различной мощности.

В США эксплуатируются более 30000 ВЭУ. Мощность одной только ВЭС "Altamont Pass" (штат Калифорния) составляет более 1000 МВт.

Германия успешно лидирует в Европе в использовании энергии ветра (около 2000 МВт), опережая Данию и Голландию. Годовые затраты на производство ВЭУ в Германии превышают 1 млрд марок (более 500 МВт). Ветроэнергетика обеспечивает в этой стране более 10 тыс. рабочих мест.

В Дании к 2010 г. планируется доведение мощности действующих ВЭУ до 1700 - 2500 МВт. Ежегодный ввод ВЭУ в эксплуатацию составляет 20 - 50 МВт. Помимо этого, Дания экспортирует до 3000 ВЭУ в год на общую мощность до 230 МВт. Ветроэнергетика в Дании обеспечивает 8500 рабочих мест и еще 4000 рабочих мест в кооперирующихся с ней странах.

В Польше планируется сооружение ВЭУ суммарной мощностью около 1000 МВт. Предполагается использовать, в основном, датские ветроагрегаты на 100, 750 и 1000 кВт. Большие программы развития ветроэнергетики реализуются в Индии и Китае.

Общая мощность действующих, сооружаемых и планируемых к вводу в России ВЭУ и ВЭС составляет 200 МВт. Отдельные ветроагрегаты, изготавливаемые российскими предприятиями, имеют мощность от 0,04 до 1000,00 кВт. В настоящее время действует около 1500 отдельных ветроагрегатов мощностью 0,1 - 16 кВт, один ветроагрегат на 1000 кВт в Калмыкии, Воркутинская ВЭС 1500 кВт и Ростовская ВЭС - 300 кВт, установка 600 кВт в Калининградской области и две по 270 кВт на Камчатке, что естественно не отвечает потребностям страны.

Геотермальная энергетика. В настоящее время в мире общая мощность геотермальных электростанций превышает 6000 МВт, в том числе по странам: США - 2700 МВт, Филиппины - 900 МВт, Мексика - 600 МВт, Македония - 220 МВт, Германия - 20 МВт, Россия - 20 МВт.

В Исландии создана двухконтурная система геотермального теплоснабжения г. Рейкьявика производительностью 10 тыс. м³/ч со сбросом отработанных вод из первичного контура в море (рисунок 6а).

а)                                                     б)                         в)

Рисунок 6 - Принципиальные тепловые схемы использования термальных вод: а - для мягких и щелочных вод; б - для вод, содержащих умеренное количество газов, слабонасыщенных и среднеминерализованных; в - для вод средненасыщенных газом и высокоминерализованных. 1 - скважина; 2, 9 - насосы; 3 - бак-аккумулятор; 4 - деаэратор; 5 - вакуум-насос; 6а - потребитель; 7, 8 - теплообменники; 10 - химводоочистка; 11 - подпиточный насос.

Разворачиваются работы по использованию геотермальной энергии в Турции. Потенциал геотермальных ресурсов в этой стране определен в размере 31500 МВт. Из европейских стран наибольшую активность в использовании геотермальной энергии проявляет Германия.

Успехи в этой области есть и в России. Еще в 1967 г. на Камчатке была построена Паужетская ГеоТЭС мощностью 11,5 МВт. В 1967 г. была введена в действие Паратунская ГеоТЭС - первая в мире с бинарным циклом Ренкина. В настоящее время строятся Мутновская и Верхне-Мутновская ГеоТЭС с отечественным оборудованием, изготовленным Калужским турбинным заводом, который приступил также к серийному выпуску модульных блоков для геотермального электро- и теплоснабжения на Камчатке и Сахалине.

Геотермальные источники с достаточно большим энергетическим потенциалом имеются на Северном Кавказе. Разработку проекта экспериментальной Ставропольской ГеоТЭС мощностью 2 МВт для этого района выполнил "Ростовтеплоэлектропроект".

Вместе с тем следует отметить, что удельные капитальные вложения в создание ГеоТЭС еще достаточно велики. По оценке Европейской Экономической комиссии ООН они в настоящее время составляют 1440 - 1720 долл. /кВт и, очевидно, сохранятся на этом уровне до 2010 г.

Определенные успехи имеются в России, и во всем мире в использовании энергии течений и волн, приливов и отливов, биомассы, источников низкопотенциального тепла, разности температур слоев морской и океанской воды и т.п.

Уже много лет на Кольском полуострове действует приливная электростанция на 450 кВт. Целый ряд биогазовых установок работает на сельскохозяйственных фермах. Серийно выпускаются тепловые насосы мощностью от 10 до 2000 кВт с коэффициентом преобразования электрической энергии в тепловую не менее 3. Начал действовать комплекс по использованию низкопотенциального тепла на Курской АЭС. Разработаны конструкции газогенераторов для газификации отходов древесины.

Но целый ряд проблем сдерживает дальнейшее развитие НВИЭ в России. Это и относительно высокая стоимость специального оборудования, и отсутствие поддержки как на государственном, так и на региональном уровнях в виде дотаций или беспроцентных кредитов внедряющим организациям, как это делается в странах Запада, и отсутствие законодательных актов и норм на льготы при использовании экологически чистых возобновляемых источников энергии и т.д.

Ориентировочный анализ производства энергооборудования для энергосберегающих и нетрадиционных технологий, которое может быть изготовлено и введено в эксплуатацию в энергетике в рамках энергосберегающего направления при наличии финансовой поддержки со стороны государства и крупных инвесторов, показал, что в течение 2001-2005 гг. может быть введено 3000-3500 МВт. Это позволит обеспечить экономию органического топлива в размере 4,5-5 млн. т у. т. в год.

Но до сих пор в мире, а в России особенно, продолжают внедряться малоэффективные технологии производства электроэнергии и тепла, связанные с большим расходом топлива. Неуклонно продолжает расти и население нашей планеты. Его потребности в тепле и электрической энергии становятся все выше и выше а органического топлива на удовлетворение этих потребностей - все меньше и меньше. И уже совсем не далек рубеж, когда не потребность человечества в электричестве и тепле будет определять количество их выработки. И если человечество хочет жить и развиваться дальше, ему необходим принципиально новый, альтернативный источник энергии. И вот в этой ситуации появляется устройство, которое может согревать воду в батареях водяного отопления без сжигания топлива - теплогенератор фирмы "Юсмар" изобретателя Юрия Семеновича Потапова (патент 2045715).

2. Анализ физических основ процесса

Рисунок 7 - Вихревая труба Ранке: 1 - цилиндрическая труба; 2 - улитка; 3 - диафрагма; 4 - регулировочный конус.

Теплогенератор Потапова очень похож на вихревую трубу Ж. Ранке, изобретенную этим французским инженером еще в конце 20-х годов XX века (патент США №1952281).

В вихревой трубе Ранке, схема которой приведена на рисунке 7, цилиндрическая труба 1 присоединена одним концом к улитке 2, которая заканчивается сопловым вводом прямоугольного сечения, обеспечивающим подачу сжатого рабочего газа в трубу по касательной к окружности её внутренней поверхности. С другого торца улитка закрыта диафрагмой 3 с отверстием в центре, диаметр которого существенно меньше внутреннего диметра трубы 1. Через это отверстие из трубы 1 выходит холодный поток газа, разделяющегося при его вихревом движении в трубе 1 на холодную (центральную) и горячую (периферийную) части. Горячая часть потока, прилегающая к внутренней поверхности трубы 1, вращаясь, движется к дальнему концу трубы 1 и выходит из неё через кольцевой зазор между её краем и регулировочным конусом 4.

Законченной и непротиворечивой теории вихревой трубы до сих пор не существует, несмотря на простоту этого устройства. "На пальцах" же объясняют, что при раскручивании газа в вихревой трубе он под действием центробежных сил сжимается у стенок трубы, в результате чего нагревается тут, как нагревается при сжатии в компрессоре. А в осевой зоне трубы, наоборот, газ испытывает разрежение, и тут он охлаждается, расширяясь. Выводя газ из пристеночной зоны через одно отверстие, а из осевой - через другое, и достигают разделения исходного потока газа на горячий и холодный потоки.

Жидкости, в отличие от газов, практически не сжимаемы, но Юрий Семенович Потапов попробовал запустить в трубу воду. "К его удивлению, вода в вихревой трубе разделилась "на два потока, имеющих разные температуры. Но не на горячий и холодный, а на горячий и тёплый. Ибо температура "холодного" потока оказалась чуть выше, чем температура исходной воды, подаваемой насосом в вихревую трубу. Тщательная же калориметрия показала, что тепловой энергии такое устройство вырабатывает больше, чем потребляет электрической двигатель насоса, подающего воду в вихревую трубу.

Так родился теплогенератор Потапова" (5).

Во многих встреченных мною на эту тему газетных и журнальных публикациях говорится не просто о высокой эффективности теплогенератора Потапова, а о КПД больше 100% (160, 300% и др.). С этим, конечно, трудно согласится. Скорее всего, речь надо вести о коэффициенте трансформации - характеристике теплового насоса.

Тепловой насос - установка, в которой производится отвод энергии от объектов с низкой температурой Т_н (примерно равной температуре окружающей среды), к объектом с более высокой температурой Т_в (больше температуры окружающей среды). Эффективность теплового насоса определяется количеством теплоты, подведенной к объекту с температурой Т_в:

q₀ = T_н · ∆s,

где ∆s - разность энтропий в процессах подвода или отвода теплоты.

Теоретическая основа трансформаторов теплоты связана с использованием обратного термодинамического цикла. На рисунке 8 показан такой цикл для теплонасосной установки.

Рисунок 8 - Идеальный обратный обратимый цикл теплонасосной установки.

При этом принято, что все процессы, составляющие цикл - идеальные, то есть в данном случае рассматривается идеальный обратный обратимый цикл Карно.

Принцип работы трансформатора теплоты обобщенно может быть представлен следующей последовательностью процессов. В процессе 1-2 осуществляется адиабатное повышение давления рабочего тела с помощью подвода работы извне. Далее необходим отвод теплоты на температурном уровне Т_в (процесс 2-3-охлаждение или конденсация рабочего тела). В процессе 3-4 происходит адиабатное расширение в определенном диапазоне давлений, и, наконец, цикл замыкается процессом 4-1, в котором к рабочему телу подводится теплота на нижнем температурном уровне Т_н.

В качестве показателя эффективности теплового насоса используют соотношение:

называемое коэффициентом трансформации.

Этот коэффициент не может быть назван КПД установки, так как не удовлетворяет требованиям, предъявляемым к этому критерию (в частности, он может иметь численное значение больше единицы, что противоречит второму закону термодинамики). В формуле сопоставляются качественно различные виды энергии - теплота и работа. Известно, что качество вида энергии определяется его способностью превращаться в другой вид энергии. Если работа в идеальном процессе может быть полностью превращена в другой вид энергии, то теплота даже в идеальном процессе лишь частично превращается, например, в работу.

Вот об этом коэффициенте трансформации скорее всего и следует вести речь, говоря о теплогенераторе Потапова. Именно он равен 160%.

Леонид Павлович Фоминский, украинский ученый и изобретатель, сотрудничающий с Потаповым, пытаясь объяснить в (5) работу теплогенератора "Юсмар", подтверждает эту версию: "Правильнее говорить об эффективности теплогенератора - отношении величины вырабатываемой им тепловой энергии к величине потреблённой им для этого извне электрической или механической энергии" - пишет он.

И именно тепловой насос назван в (6) Потаповым в качестве прототипа своего изобретения, однако данное устройство не является тепловым насосом в чистом виде, так как тут отсутствует “передача" теплоты от менее нагретог